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1.地面工程概况
环庆油田区块为典型的黄土塬地貌，沟壑纵横，梁峁相间，地面海拔一般为1200～1700m，相对高差较大，地面工程建设难度大。环庆油田构造位置位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南段，油田区域以三叠系延长组长8、侏罗系为主力勘探开发层系。环庆区块地层压力低，油井单井产量低且自然递减快，稳产难度大，是典型的超低渗透油藏。该区块属于新建油田，初期仅有简单的单井罐集油流程，原油交接采用汽车拉运，地面流程不完善，安全、环保风险高，生产运行成本高。
2019年以来，按照公司“整体部署、分步实施、滚动建产”的原则，以“效益建产”为中心，勘探開发一体化统筹推进。两年多的建设管理实践，摸索并总结出了一套适用于油田在该区块上针对超低渗透油藏属性的建设管理经验。其核心思想是千方百计降低地面工程建设投资和生产操作成本。具体经验有四条：标准化高效设计，单元化、模块化高效施工，数字化高效管理，市场化高效服务。
2.地面工程建设面临的问题
2.1 单井产量低，不加热集输工艺运行风险高
不加热集输是最简化、最节约投资的地面工艺流程。但环庆油田超低渗透油藏的属性，使得油井单井产量低、含水率低，使用不加热、不保温集油管线后期生产运行难度很大，井口回压高，伴生气无法直接进入油管，回收利用难度大，停输后凝管风险很高。
2.2 储层隐蔽性高，地面系统布局调整大
环庆区块勘探开发以来，对该区块的地质认识都非常薄弱，油井的部署以探、评、骨架井为主，是一个对地下储层逐渐认识的过程。而地下的油藏特征、油藏分布和开发方式，直接影响着地面系统的布局及建设的规模。鉴于储层的隐蔽性，开发方式的不确定性，地面系统建设就存在很大的不确定性，变化大、调整多、决策难，往往会出现站场负荷率偏低和站场偏离区块中心的问题，甚至刚建成的站场立即就得扩容改造。
2.3 地层无法超前注水，同时采出水处理回注难度大
为提高油田开发水平，加快环庆区块地层能量补充，特别是长8层系的开发，超前注水的的好坏关系着油田的开采的效益和长期稳产。环庆区块油井产量低、注水井配注量小，这就导致注水系统难于集中建设，且注水管线敷设长度大，超前注水工作推进缓慢。同时，采出水矿化度高，工艺设备、管阀配件等易结垢、腐蚀，大大增加了采出水的处理难度，该区块超低渗透的属性，对注水和污水回注的水质要求更高，给采出水处理和回注带来很大的难度。
2.4 复杂的自然、社会环境，地面工程建设阻力大
环庆油田区块地处黄土高原，地表呈沟壑纵横、梁峁相间的极其复杂的地形地貌，流水侵蚀剥离强盛，水土流失严重，滑坡、崩塌、冲沟和强湿陷性等不良地表现象，都给站场的选址、集输管线的选线带来了极大的难度。同时，该区块地广人稀，社会环境复杂，给油田的生产管理和油区综合治理带来了极大的挑战。
3.地面工程高效建设管理实践
3.1 优化工艺技术，标准化高效设计
集输系统采用油气混输一级半布站模式，即丛式井场—（增压点）—联合站，取消工艺复杂的接转站这一级。缩短丛式井场到到增压点的半径，一般小于2.0km，井场到增压点采用不加热集输工艺，原油低于凝点5℃进增压点，降低集输系统能耗，出油管线采用投球清蜡的方式，井场设投球装置，下级站场（增压点、井区拉油点）设收球装置，人工定期发球，大大降低了后期的运行维护费用。适当增大增压点至联合站集输半径，提高增压点外输压力，在汽油比高于50m3/m3原油的情况下，采用油气水三相混输，建成后运行基本平稳，基本满足生产需要。避免了一般选用油气分输，建设天然气分离设备、管线，存在设备多、管线长、建设费用高，天然气管线运行过程中排凝难等问题，极大的降低了建设投资、运行维护费用。
采油井场、增压点采用标准化设计，联合站采用橇装化设计。橇装化组合设计的联合站，将常规的18个工艺单元设备优化整合为8类22套橇装设备，节省占地37%、缩短建设周期44%、降低投资11.9%。
3.2 EPC总承包管理，单元化、模块化高效施工
为加快地面工程建设进度，加强设计和施工间的沟通衔接，采用“业主+EPC”管理模式。对于集输、注水管线等受自然、社会环境影响较大的施工，采取边设计边施工;对于采用标准化、撬装化设计的丛式井场、增压点等的建设，及早启动，配套油水井的投产投注建设;对于资源需求量大、组织难度高的场站建设则在前期做好充分准备后，集中力量建设;对于其他辅助工程的建设则在不影响施工关键工序，根据施工作业面实际情况，及时跟进建设。通过这种单元化的施工组织，强化工程建设中项目管理的作用，减少了项目管理人力成本，提高了效率。
环庆区块注水采用“中心站和外围小站”相结合的注水模式。缩短注水半径，提高注水系统效率。位于油区中心的联合站建设采出水处理和回注系统，辐射周边井区注水。在边远的、开发前景不明朗的小区块，采用移动智能注水撬装装置，供水、注水一体化监测控制，依托井场，井站一体设置。这种一体化小站的建设速度快，布站灵活，既满足了超前注水的要求，也适应了产建调整变化的要求。
3.3 数字化高效管理，降低生产用工成本
采用SCADA控制系统，实现对井场RTU、增压点PLC、联合站DCS数据采集、控制，对丛式井场、增压点远程启停和远程视频监视。实现油水井数据传输、自动监测、无人值守、数字化管理等目标、油田生产过程可视、可控、可调，保障生产连续平稳运行、安全防护实时监控。数字化、智慧化油田的建设大大解放了传统生产中的操作人员，降低生产用工成本。
3.4 市场化高效服务，优化社会资源配置
将油田内部工程服务单位和市场化的服务商同等对待，将地面工程项目的施工和设备器材购置都纳入规范的市场体系下进行公开招标。谁的质量好，谁的价格低，谁中标。坚持“先算后干”的思路，以“效益建产”“低成本开发”为原则，依法合规引进社会化队伍，使社会资源达到最佳配置。特别是集输、注水管线等受自然、社会环境影响较大的工作量，建设过程中充分发挥好当地市场服务商的优势，速度快、投资少地高效建设。
4.结束语
两年来，环庆油田已建成基本完善的地面系统，实现了原油的密闭集输，高效脱水，成品原油外输。结束了原油靠拉运交接，以及交接过程中扣损扯皮的历史，降低油田生产运行安全、环保风险，大大提高了油田开发的整体效益。两年来的建设管理实践总结的建设管理理念，标准化高效设计，单元化、模块化高效施工，数字化高效管理，市场化高效服务，将进一步指导环庆油田后续地面工程地高效建设和管理，助推公司的提质增效和扭亏脱困。
环庆油田区块为典型的黄土塬地貌，沟壑纵横，梁峁相间，地面海拔一般为1200～1700m，相对高差较大，地面工程建设难度大。环庆油田构造位置位于鄂尔多斯盆地天环坳陷南段，油田区域以三叠系延长组长8、侏罗系为主力勘探开发层系。环庆区块地层压力低，油井单井产量低且自然递减快，稳产难度大，是典型的超低渗透油藏。该区块属于新建油田，初期仅有简单的单井罐集油流程，原油交接采用汽车拉运，地面流程不完善，安全、环保风险高，生产运行成本高。
2019年以来，按照公司“整体部署、分步实施、滚动建产”的原则，以“效益建产”为中心，勘探開发一体化统筹推进。两年多的建设管理实践，摸索并总结出了一套适用于油田在该区块上针对超低渗透油藏属性的建设管理经验。其核心思想是千方百计降低地面工程建设投资和生产操作成本。具体经验有四条：标准化高效设计，单元化、模块化高效施工，数字化高效管理，市场化高效服务。
2.地面工程建设面临的问题
2.1 单井产量低，不加热集输工艺运行风险高
不加热集输是最简化、最节约投资的地面工艺流程。但环庆油田超低渗透油藏的属性，使得油井单井产量低、含水率低，使用不加热、不保温集油管线后期生产运行难度很大，井口回压高，伴生气无法直接进入油管，回收利用难度大，停输后凝管风险很高。
2.2 储层隐蔽性高，地面系统布局调整大
环庆区块勘探开发以来，对该区块的地质认识都非常薄弱，油井的部署以探、评、骨架井为主，是一个对地下储层逐渐认识的过程。而地下的油藏特征、油藏分布和开发方式，直接影响着地面系统的布局及建设的规模。鉴于储层的隐蔽性，开发方式的不确定性，地面系统建设就存在很大的不确定性，变化大、调整多、决策难，往往会出现站场负荷率偏低和站场偏离区块中心的问题，甚至刚建成的站场立即就得扩容改造。
2.3 地层无法超前注水，同时采出水处理回注难度大
为提高油田开发水平，加快环庆区块地层能量补充，特别是长8层系的开发，超前注水的的好坏关系着油田的开采的效益和长期稳产。环庆区块油井产量低、注水井配注量小，这就导致注水系统难于集中建设，且注水管线敷设长度大，超前注水工作推进缓慢。同时，采出水矿化度高，工艺设备、管阀配件等易结垢、腐蚀，大大增加了采出水的处理难度，该区块超低渗透的属性，对注水和污水回注的水质要求更高，给采出水处理和回注带来很大的难度。
2.4 复杂的自然、社会环境，地面工程建设阻力大
环庆油田区块地处黄土高原，地表呈沟壑纵横、梁峁相间的极其复杂的地形地貌，流水侵蚀剥离强盛，水土流失严重，滑坡、崩塌、冲沟和强湿陷性等不良地表现象，都给站场的选址、集输管线的选线带来了极大的难度。同时，该区块地广人稀，社会环境复杂，给油田的生产管理和油区综合治理带来了极大的挑战。
3.地面工程高效建设管理实践
3.1 优化工艺技术，标准化高效设计
集输系统采用油气混输一级半布站模式，即丛式井场—（增压点）—联合站，取消工艺复杂的接转站这一级。缩短丛式井场到到增压点的半径，一般小于2.0km，井场到增压点采用不加热集输工艺，原油低于凝点5℃进增压点，降低集输系统能耗，出油管线采用投球清蜡的方式，井场设投球装置，下级站场（增压点、井区拉油点）设收球装置，人工定期发球，大大降低了后期的运行维护费用。适当增大增压点至联合站集输半径，提高增压点外输压力，在汽油比高于50m3/m3原油的情况下，采用油气水三相混输，建成后运行基本平稳，基本满足生产需要。避免了一般选用油气分输，建设天然气分离设备、管线，存在设备多、管线长、建设费用高，天然气管线运行过程中排凝难等问题，极大的降低了建设投资、运行维护费用。
采油井场、增压点采用标准化设计，联合站采用橇装化设计。橇装化组合设计的联合站，将常规的18个工艺单元设备优化整合为8类22套橇装设备，节省占地37%、缩短建设周期44%、降低投资11.9%。
3.2 EPC总承包管理，单元化、模块化高效施工
为加快地面工程建设进度，加强设计和施工间的沟通衔接，采用“业主+EPC”管理模式。对于集输、注水管线等受自然、社会环境影响较大的施工，采取边设计边施工;对于采用标准化、撬装化设计的丛式井场、增压点等的建设，及早启动，配套油水井的投产投注建设;对于资源需求量大、组织难度高的场站建设则在前期做好充分准备后，集中力量建设;对于其他辅助工程的建设则在不影响施工关键工序，根据施工作业面实际情况，及时跟进建设。通过这种单元化的施工组织，强化工程建设中项目管理的作用，减少了项目管理人力成本，提高了效率。
环庆区块注水采用“中心站和外围小站”相结合的注水模式。缩短注水半径，提高注水系统效率。位于油区中心的联合站建设采出水处理和回注系统，辐射周边井区注水。在边远的、开发前景不明朗的小区块，采用移动智能注水撬装装置，供水、注水一体化监测控制，依托井场，井站一体设置。这种一体化小站的建设速度快，布站灵活，既满足了超前注水的要求，也适应了产建调整变化的要求。
3.3 数字化高效管理，降低生产用工成本
采用SCADA控制系统，实现对井场RTU、增压点PLC、联合站DCS数据采集、控制，对丛式井场、增压点远程启停和远程视频监视。实现油水井数据传输、自动监测、无人值守、数字化管理等目标、油田生产过程可视、可控、可调，保障生产连续平稳运行、安全防护实时监控。数字化、智慧化油田的建设大大解放了传统生产中的操作人员，降低生产用工成本。
3.4 市场化高效服务，优化社会资源配置
将油田内部工程服务单位和市场化的服务商同等对待，将地面工程项目的施工和设备器材购置都纳入规范的市场体系下进行公开招标。谁的质量好，谁的价格低，谁中标。坚持“先算后干”的思路，以“效益建产”“低成本开发”为原则，依法合规引进社会化队伍，使社会资源达到最佳配置。特别是集输、注水管线等受自然、社会环境影响较大的工作量，建设过程中充分发挥好当地市场服务商的优势，速度快、投资少地高效建设。
4.结束语
两年来，环庆油田已建成基本完善的地面系统，实现了原油的密闭集输，高效脱水，成品原油外输。结束了原油靠拉运交接，以及交接过程中扣损扯皮的历史，降低油田生产运行安全、环保风险，大大提高了油田开发的整体效益。两年来的建设管理实践总结的建设管理理念，标准化高效设计，单元化、模块化高效施工，数字化高效管理，市场化高效服务，将进一步指导环庆油田后续地面工程地高效建设和管理，助推公司的提质增效和扭亏脱困。